東北電力輔助市場規(guī)則 增加交易品種和補償機制

     1月14日， 《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則（暫行）》正式印發(fā)，東北電力輔助市場已于2019年1月1日零點起按照新規(guī)則啟動市場模擬運行。近兩年，東北電網(wǎng)低谷調峰問題得到明顯緩解，但也出現(xiàn)了一些新情況、新問題。體現(xiàn)在火電開機容量雖然多，但受供熱、煤質等因素制約機組頂峰能力嚴重下降，電網(wǎng)尖峰時段旋轉備用容量不足，個別時段面臨有序用電風險，電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行面臨新考驗。

新規(guī)的重點變化

東北能源監(jiān)管局刊發(fā)文章，解釋說明了本次全新升級的市場運營規(guī)則，重點在兩方面做出了變化：

首先是增設旋轉備用交易品種，實現(xiàn)輔助服務市場“壓低谷、頂尖峰”全覆蓋。

   旋轉備用是指為了保證可靠供電，發(fā)電機組在尖峰時段通過預留旋轉備用容量所提供的服務。為激勵和引導火電廠主動提升頂尖峰能力，新規(guī)則設計了尖峰旋轉備用市場日前競價機制，火電廠日前報最大發(fā)電能力及備用售價，每十五分鐘為一個統(tǒng)計周期。

 東北旋轉備用交易以發(fā)電廠頂尖峰能力作為交易標的物，機制上有三個創(chuàng)新點：

    一是實行東北全網(wǎng)統(tǒng)一平臺交易，完全打破了輔助服務的省間壁壘；

    二是明確“能上能下”的機組才能獲得全部輔助服務收益，向火電機組能力提出了完整的靈活性標準；

 三是機組發(fā)電能力考核采用系統(tǒng)隨機自動抽查方式，減少了調度機構人工操作量，也最大限度避免人為因素干擾。

 其次是對原有深度調峰補償機制進行了完善。

    一是將非供熱期實時深度調峰費用減半處理，同時將供熱期風電、核電電量按照兩倍計算分攤費用，以準確體現(xiàn)出東北供熱期調峰資稀缺程度，使新能源受益與分攤的費用更加對等。

    二是考慮到東北地區(qū)光伏發(fā)展迅猛，對電力系統(tǒng)調峰已經(jīng)產(chǎn)生明顯影響，因此正式將光伏納入電力輔助服務市場范疇。

  三是對市場主體承擔的省內與跨省調峰費用之和設置了上限，對沒有調節(jié)能力或者調節(jié)能力較弱的市場主體起到“底線”保護作用。

  四是對深度調峰輔助服務的調用原則和執(zhí)行流程進行了細化、優(yōu)化。

東北電力輔助服務的市場現(xiàn)狀

東北自2014年便已啟動調峰市場，走在全國前列。長期以來，東北電力輔助服務市場上，基本只存在調峰補償和備用補償兩種類型，而調峰所占輔助服務市場比例達到96%。按照能源局給出的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2018年上半年東北地區(qū)調峰補償費為14.14億元，電費占比達到1.49%。由于補償力度大，東北發(fā)電企業(yè)參與調峰積極性較高。

數(shù)據(jù)顯示，2014年10月至2018年5月底，東北電力輔助服務市場合計補償費用44.74億元，有償調峰輔助服務平均價格0.506元，實際最高出清價格1元，最低出清價格0.2元。

   東北電儲能調峰的規(guī)則

本次文件對電儲能調峰交易規(guī)則（第三章第四節(jié)41—48條），除增加與“光伏電站”相關表述外，其它修訂點不多。

文件規(guī)定，電儲能可在電源側或負荷側為電網(wǎng)提供調峰輔助服務。而用戶側電儲能設施與風電、光伏企業(yè)協(xié)商開展雙邊交易價格的上限、下限分別為 0.2、0.1 元/千瓦時。

    同時文件還規(guī)定，電網(wǎng)企業(yè)按以下方式計算用戶側電儲能設施的補償費用：

    電儲能設施獲得的輔助服務費用=Σ成交電量×成交價格+Σ調用剩余電量×調用補償價格；

簽訂雙邊合同的風電、光伏企業(yè)支付給電儲能設施的輔助服務費用=Σ成交電量×成交價格。